Отчет по практике. Отчет №2 Ложкин Д.Н. 09.03.2021. Технология опз с применением растворителей аспо на нефтяных месторождениях
 Скачать 0.77 Mb.
|
1. Характеристика акционерного общества «Самотлорнефтепромхим»1.1. Общая информация по АО «СНПХ»Акционерное общество «Самотлорнефтепромхим» (далее – Компания, АО «СНПХ») организовано и зарегистрировано в г. Нижневартовске 12 октября 2004 года, специализируется на бурении эксплуатационных скважин установок эшелонного типа и мобильных буровых установок, зарезке и бурении боковых стволов, текущем и капитальном ремонте скважин, глушении и обработке призабойной зоны пласта. В настоящее время Компания насчитывает 10 экспедиций по ТКРС и ЗБС с географией ведения работ от Ставропольского края до Сахалинской области. В штатном расписании компании задействованы более 200 бригады ТКРС, более 60 бригад бурения и ЗБС по всем экспедициям в целом. Компания обладает штатом высококвалифицированных сотрудников (более 10 000 тысяч человек), собственными производственными базами, собственным парком спец. техники и оборудования, что позволяет самостоятельно производить полный набор сервисных услуг, охватывающий весь цикл жизнедеятельности скважин, от ввода ее в эксплуатацию до ее ликвидации. Одним из приоритетных направлений деятельности Компании является кустовое (эшелонное) бурение, бурение эксплуатационных скважин с мобильных буровых установок, зарезка и бурение боковых стволов в основной доле с горизонтальным окончанием. Географическое расположение подбазы при Самотлорском проекте имеет преимущество, наличие на территории собственных железнодорожных тупиков, стеллажи и емкостной парк необходимый для хранения оборудования и материалов, поступающих железнодорожным путем. На территории базы Ставропольской и Сахалинской экспедиций у АО «СНПХ» имеется в наличии собственный растворный узел, что позволяет самостоятельно осуществлять сервисное сопровождение на скважинах Заказчиков. Параллельно с наращиванием производственных мощностей компания приобретала спецтехнику для обслуживания бригад бурения, освоения, КРС и ПРС, а так же в целях сокращения затрат. Одним из структурных подразделений АО «СНПХ» является Лаборатория неразрушающего контроля. На сегодняшний день в АО «СНПХ» работают около 11 000 человек. Высококвалифицированный аттестованный штат ИТР и рабочих способных работать в команде, позволяет быстро реагировать на различные нештатные ситуации и добиваться положительных результатов. Комплексный характер деятельности работников, гибкая организация труда, малая степень бюрократичности в работе способствует сокращению дистанции между персоналом ИТР и рабочих тем самым улучшается управляемость коллективом. Основными Партнерами являются такие крупнейшие нефтедобывающие компании как ПАО «НК Роснефть», ПАО «Газпромнефть», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», ПАО «ЛУКОЙЛ». География работ: Самотлор (Эшелонное бурение, КРС, ЗБС, химизация) - ОАО Самотлорнефтегаз. Нефтеюганск (Эшелонное бурение, ЗБС) - ООО РН-Юганскнефтегаз, ООО РН-Уватнефтегаз Бузулук (КРС, химизация) - ОАО Оренбургнефть, ОАО Самаранефтегаз. Сахалин (КРС, ЗБС, МБС) - ООО РН-Сахалинморнефтегаз. Ставрополь (КРС, МБС) - ОАО РН-Ставропольнефтегаз. Муравленко (КРС, ЗБС, МБС, ГРБ) - ОАО Газпром, ОАО Газпромнефть-ННГ, ОАО Газпромнефть-ННГ АО Филиал «Газпромнефть-Муравленко», ООО «РН-Пурнефтегаз». Мегион (КРС, ЗБС) - ОАО Славнефть-МНГ. Томск (ЗБС, МБС)- ОАО Томскнефть ВНК Северный Варьеган (КРС, ЗБС, химизация) - ОАО Варьеганнефтегаз. Восточная Сибирь (КРС, ЗБС)- ОАО Верхнечонскнефтегаз, ООО Газпромнефть-Ангара. Основным Заказчиком Бузулукской экспедиции АО «Самотлорнефтегаз" является АО «Оренбургнефть». На территории Заказчика Бузулукская экспедиция производит работы по текущему и капитальному ремонту скважин, освоению скважин после бурения, ПЗР ЗБС, ГРР. Оренбургская область – один из крупнейших регионов Российской Федерации, входящий в состав Приволжского федерального округа РФ. Территория - 124 тыс. кв. км. Область расположена на стыке двух частей света – Европы и Азии, имеет границы с Татарстаном, Башкортостаном и Челябинской областью на севере, с Казахстаном - на востоке и юге, Самарской областью – на западе. В недрах Оренбуржья разведано более 2500 месторождений 75 видов полезных ископаемых. Природные богатства создают базу для разработки и реализации интересных инвестиционных проектов и благоприятно отражаются на экономическом развитии области. Базовые отрасли экономики: газовый, нефтяной, энергетический, металлургический, машиностроительный комплексы. Диапазон глубин скважин составляет от 2500 до 5000 м. 2. Обработка призабойной зоны скважины 2.1. Понятие призабойной зоны. Скрин-фактор. Призабойная зона — это участок пласта, примыкающий к стволу скважины, в пределах которого изменяются фильтрационные характеристики продуктивного пласта в период строительства скважин, их эксплуатации или ремонта. Конфигурация, размеры и гидродинамические характеристики призабойной зоны изменяются в течение всего срока существования скважины. Они определяют гидравлическую связь скважины с пластом и существенно влияют на ее производительность. Во время выполнения многих технологических операций в процессе нефтегазовой выработки, таких как бурение, цементирование, закачивание, перфорация, глушение, ремонт, нагнетание в призабойной зоне скважин (ПЗС) могут происходить многие процессы, которые приведут к ухудшению естественного механического и физико-химического состояния пласта, в том числе к снижению фильтрационных свойств, в результате чего снижается продуктивности эксплуатационных скважин и приёмистости нагнетательных скважин. Процесс ухудшения фильтрационного свойства пород коллекторов ПЗС, как показано выше, называется загрязнением пласта. Источник, вызывающий это явление называется агентом загрязнения. Для характеристики явления загрязнения ПЗС проводится концепция «скин-фактор». В математическом виде, скин-фактор выражается следующей формулой 1:  Где: K - исходная проницаемость незагрязненного пласта; Ks - проницаемость загрязненного пласта;  - внешний радиус диапазона загрязнения;rg - радиус скважин. Скин-эффект имеет разную величину в зависимости от степени загрязнения. Вообще, они имеют следующий физический смысл: Если K Ks, то следует S 0 – проницаемость пласта ухудшается по сравнению с исходным; Если K Ks, то следует S 0 – проницаемость пласта улучшается по сравнению с исходным; Если K Ks, то следует S 0 – проницаемость пласта не меняется. Загрязнение (скин-фактор) оказывает большое влияние на изменение давления в ПЗС, на продуктивность пласта и на производительность скважин в целом. Поэтому, исключение загрязнения ПЗС играет большую роль в повышении эффективности добывающих скважин. Считается, что увеличение фильтрационных свойств пласта на уровень выше естественных (  1), методом воздействия на пласт, не будет значительно влиять на выработку продукции. Для восстановления или повышения проницаемость ПЗС, применяют ряд технологий: воздействие на ПЗС кислотами; растворителями, в том числе АСПО; композитными химическими реагентами; термическое, акустическое воздействие; гидравлический разрыв пласта. В числе названных методов, кислотная обработка занимает первое место среди самых распространённых, на втором месте – растворители АСПО. 2.2. Снижение фильтрационных свойств призабойной зоны Информация о состоянии ПЗП имеет важное значение, не только для регулирования процесса разработки месторождения, но и для создания новых эффективных способов обработки ПЗП с целью повышения проницаемости пласта. Одним из главных условий, влияющих на добывающие возможности скважин, является качество вскрытия продуктивного пласта. Завышение скорости спуска бурового инструмента в скважину при вскрытии продуктивного пласта часто приводит к гидроразрыву пласта, образованию или раскрытию трещин коллектора и фильтрации промывочной жидкости в эти трещины. После снятия давления трещины породы смыкаются, и большая часть поверхностных частиц защемляется в породе пласта. При этом в определенных условиях ПЗП настолько загрязняется, что восстановление первоначальной проницаемости пласта достигается с помощью длительных и трудоемких технологических операций, а в некоторых и не удается. По данным института «ТатНИПИнефть», снижение нефтенасыщенности ПЗП на 25-30% вследствие применения буровых растворов на водной основе и глинизация стенок скважины приводит к снижению фазовой проницаемости для нефти в 7-10 раз, что снижает дебиты нефти по скважинам в 3-6 раз. Во время бурения скважины на глинистом растворе, наряду с возможным проникновением в пласт фильтрата и образования глинистой корки на стенке скважины, идет процесс кольматации пород пласта, то есть заполнение внутрипорового пространства наиболее проницаемой части пласта тонкодисперсной фазой глинистого раствора с последующим его закреплением в каналах порового пространства. Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит и при эксплуатации скважин по различным причинам: глушение скважин перед подземным ремонтом некондиционными растворами или водой с повышенным содержанием механических примесей; несоблюдение технологии проведения различных ГТМ; несвоевременное и некачественное освоение скважин после проведения ГТМ ( кислотные обработки, обработки ПЗП оксидатом, щелевая разгрузка с кислотной обработкой и т.д.) отложение асфальтеносмолопарафиновых соединений; химическую и биологическую кольматацию; закачку в пласт воды при заводнении с повышением допустимых норм по механическим примесям (30мг/л) и т.д. Степень восстановления проницаемости ПЗП (по данным промыслового исследования) зависит от времени с момента остановки скважины до ее освоения. С увеличением этого времени полнота восстановления проницаемости снижается. Отсюда следует, что необходимо до минимума сокращать время с момента завершения работ по обработке ПЗП или других ГТМ, связанных с глушением скважины до освоения и ввода их в эксплуатацию. Существенное снижение относительного коэффициента фильтрации происходит при снижении температуры, особенно это наблюдается при температуре, равной или ниже температуры насыщения нефти парафином. При этом, в зависимости от проницаемости породы, происходит частичная или полная закупорка поровых каналов смолопарафиновыми отложениями. Образование твердых смолопарафиновых отложений в продуктивном пласте может происходить не только из-за снижения пластовой температуры, но и в результате изменения температуры насыщения нефти парафином. Изменения температуры насыщения нефти парафином возможно в течение определенного времени разработки месторождения под влиянием происходящих изменений в самом пласте, например за счет выделения растворенного в нефти газа из-за снижения Рпл ниже Рнас., что влечет к изменению компонентного состава пластовой нефти и, как следствие, интенсивность выпадения парафина. Классификация технологий ОПЗ представлена на рисунке № 1:  Обработка призайбойной зоны скважины         Растворители Растворители с нагревом ПАВ Растворители Кислотная     СКВанна          Горячая нефть Малораство -римые  Направленная КО    Водораствори-мые   Горячая вода Малообьемная КО     Растворитель-ПАВ-кислота   Кетоны Большеобъемная КО  СКО   ПАВ-кислота Спирты  ГКО     Неионогенные Неароматические Сухокислотные смеси  Смешанные   Ароматическиеие Катионактивные Ионогенные     Растворитель с деэмульгатором  Анионактивные Рис 1. Структурная классификация технологий добывающих скважин |